буровой раствор

Формула изобретения

Буровой раствор для вскрытия пласта, состоящий из глины, воды и полимерного реагента, отличающийся тем, что в качестве полимерного реагента содержит смесь порошкообразного метилэтилсиликоната натрия (Сиакор) и высокозамещенного карбоксиметилированного полимера при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глина - 6 - 8

Сиакор - 0,3 - 0,1

Высокозамещенный карбоксиметилированный полимер - 0,2 - 0,3

Вода - Остальноео

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области бурения скважин, в частности к составам растворов на водной основе, применяемых при вскрытии пласта и заканчивании скважин.

Увеличение продуктивности скважин может быть достигнуто применением растворов, минимально воздействующих на коллекторские свойства пласта. Оптимальными в этом отношении являются инвертно-эмульсионные растворы (ИЭР) [1]. Однако их практическое использование тормозится пожароопасностью, дороговизной, нетехнологичностью применения, экологической опасностью.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому раствору является полимерглинистый раствор с малой фильтрацией, содержащий глину, воду, акриловый полимер и триполифосфат натрия [2]. Несмотря на низкую фильтрацию, этот раствор снижает фильтрационно-емкостные свойства, а следовательно, продуктивность пласта за счет большого содержания глинистой фазы и акрилового полимера "Унифлок".

Задачей, на решение которой направлено изобретение, является увеличение продуктивности скважин.

Технический результат состоит в создании растворов на водной основе, не ухудшающих коллекторских свойств пласта, без отрицательных качеств ИЭР.

Этот технический результат может быть достигнут разработкой бурового раствора, содержащего глину, воду и полимерный реагент. В качестве полимерного реагента содержит смесь порошкообразного метилэтилсиликоната натрия ("Сиакор") и высокозамещающего карбоксиметилированного полимера при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глина - 6-8

Сиакор - 0,3-0,1

Высокозамещенный карбоксиметилированный полимер - 0,2-0,3

Вода - Остальное

Сопоставительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый буровой раствор отличается от известного тем, что содержит меньшее количество глины, а в качестве полимера смесь порошкообразного метилэтилсиликоната натрия ("Сиакор") и высокозамещенного карбоксиметилированного полимера.

Таким образом заявляемое техническое решение соответствует критерию новизны.

Смесь полимеров в заданном соотношении выполняет функцию минимально воздействующего на пласт понизителя фильтрации глинистого раствора. Высокая степень замещения карбоксиметилированного полимера способствует его улучшенной водорастворимости, следовательно, меньшее количество его нерастворившихся частиц коллоидных размеров адсорбируется в пористой среде пласта. "Сиакор" помимо гидрофобизации поверхности коллектора создает щелочную среду бурового раствора, способствуя тем самым глобулизации карбоксиметилированного полимера, нахождению его в молекулярно-дисперсном состоянии без заряда. В этих условиях адсорбция в порах пласта также снижается. Сочетание всех этих факторов позволяет достичь высоких значений коэффициента восстановления проницаемости пласта для заявляемого состава бурового раствора при приемлемых значениях фильтрации. Такого эффекта невозможно добиться применением указанных реагентов раздельно, их взаимное влияние друг на друга с появлением свойства минимального воздействия на коллектор позволяет сделать вывод о соответствии изобретения критерию "изобретательский уровень".

В заявляемом составе бурового раствора использован "Сиакор" АО "Силан" (г. Данков Липецкой обл.) по ТУ 6-02-1-042-92. Этот продукт порошкообразный, полностью растворимый в воде метил - и этилсиликонат натрия. По физико-химическим показателям "Сиакор" соответствует требованиям и нормам, указанным в табл. 1.

В отличие от индивидуальных этилсиликоната натрия (ГКЖ-10), метилсиликоната натрия (ГКЖ-11)" Сиакор" содержит в 3-4 раза больше кремния.

В качестве высокозамещенного карбоксиметилированного полимера использован продукт опытной партии N 230 АО "Полицел" (г. Владимир), имеющий степень замещения 106,1 и содержание основного вещества 55,3%.

Для экспериментальной проверки заявляемого бурового раствора были приготовлены 7 составов (табл. 2). Технология их приготовления сводится к следующему: в заранее приготовленную глинистую суспензию вводится смесь реагентов в заявляемом соотношении и ведется перемешивание в течение 30 мин на миксере "Воронеж" при 3000 об./мин. Замер основных технологических параметров получаемого раствора производится на стандартных приборах. В качестве глины использован Азербайджанский глинопорошок с выходом 7 м³. (Данные приводят в табл. 2.)

Влияние заявляемых составов буровых растворов и раствора прототипа на проницаемость керна определялось на установке УИПК-1 (ТУ 3811011-80) по следующей методике: подбиралась колонка образцов керна, отличающихся не более 20%. Образцы керна экстрагировались, насыщались моделью пластовой воды с минерализацией 4-7 г/л, керн донасыщался моделью нефти - очищенным керосином путем его прокачки. Строилась зависимость расход - давление при прокачке керосина до и после воздействия фильтрата раствора. Определялся коэффициент восстановления проницаемости. Условия проведения исследований были следующими: пластовая температура 80^oC, давление обжима 25,0 МПа, пластовое давление 8,0 МПа. Полученные данные приводятся в табл. 3. Анализ экспериментальных данных позволяет установить, что составы II, III, IV, обладающие оптимальными технологическими параметрами, в наименьшей степени загрязняют образцы керна. После создания депрессии происходит полное восстановление проницаемости с хорошей динамикой (после первого цикла на 86-100%). Для раствора прототипа происходит восстановление проницаемости на 62% с более медленным развитием процесса.

Таким образом применение заявляемого бурового раствора для вскрытия пласта позволяет реально увеличить производительность скважины.

Источники информации:

1. Бирюкова Н.В., Козлова А.Е. Разработка составов и исследование инвертно-эмульсионных буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов. РТНС, Бурение. -М.: ВНИИОЭНГ, 1982, вып. 9.

2. Патент РФ N 2012586, 15.05.94.